HidroAysén pone fecha límite para que Comité de Ministros aborde proyecto

Fuente: Diario Financiero

Tras casi dos años de espera, la paciencia comienza a agotarse en HidroAysén.

Esto porque luego de que se conociera que el Comité de Ministros, que debe pronunciarse acerca de las reclamaciones - realizadas por la compañía y terceros- en contra de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), no se va a reunir este mes para abordar el proyecto, lo cierto es que ya existe una fecha límite para que se tome una decisión: el mes de abril. Si el Comité no ha visto la iniciativa hasta ese día, en la compañía se tomó la decisión de analizar los recursos legales que correspondan para que haya un pronunciamiento final.

Según la ley que regula al Consejo de Ministros, la entidad tiene 60 días hábiles como plazo para pronunciarse. Sin embargo, según comentaron fuentes del sector eléctrico, este plazo no es efectivo, y  la ley no establece ninguna medida adicional para que estos más de dos meses sean finalmente respetados.

Lo que sí contempla la norma es una medida a la que se puede acudir, que es el presentar una denuncia por "silencio administrativo". Sin embargo, esta es una herramienta que al menos por las eléctricas, no ha sido usada nunca.

Qué es

Al final, el silencio administrativo puede ser considerado como un arma de doble filo. Porque si bien establece un plazo máximo de cinco días para que la autoridad se pronuncie, según altas fuentes del sector eléctrico, esos cinco días son un periodo de tiempo muy corto para tomar una decisión sobre proyectos de gran envergadura, como lo es HidroAysén.Según la ley, el silencio administrativo establece que si se presenta que la administración del Estado no ha cumplido con el deber de resolver en cierto plazo, "se tiene por dictada una resolución administrativa a efectos de imponer, determinados efectos jurídicos propios de esa clase de actos jurídicos administrativos". Es decir, obliga a resolver. Y si nuevamente no se pronuncia, el proyecto en cuestión se daría por aprobado.
En el caso de HidroAysén, se trataría de una denuncia por silencio administrativo positivo (porque con una RCA aprobada, no hay pronunciamiento del Comité de Ministros).

El Comité de Ministros está integrado por la titular de Medioambiente, María Ignacia Benítez, quien lo preside, y los ministros de Salud, Jaime Mañalich; de Economía, Pablo Longueira; de Agricultura, Luis Mayol; de Energía, Jorge Bunster y de Minería, Hernán de Solminihac.HidroAysén, que es controlado en un 51% por Endesa Chile y un 49% por Colbún, y comprende la construcción de cinco centrales en los ríos Baker y Pascua, con una capacidad de 2.750 MW y una inversión de unos US$ 10.000 millones, considerando las centrales y línea de transmisión.

Fuente: Diario Financiero

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Centrales a carbón generarán ahorros de energía sobre US$ 1.000 millones en 2013

Fuente: La Tercera

La entrada en operaciones de las centrales a carbón Santa María (Colbún, 342 MW) y Bocamina II (Endesa, 350 MW) ha logrado reducir el impacto de la sequía en los costo de la energía del SIC, el principal sistema del país.

Ejecutivos del sector explicaron que la entrada en operación comercial de Campiche (270 MW) de Gener, en las próximas semanas, profundizaría la tendencia.

Expertos y generadoras estimaron que la reducción en los costos de energía en el SIC, por el reemplazo de generación diésel por carbón, puede superar los US$ 1.000 millones en 2013.
En el caso de la central Santa María, Colbún estimó que la unidad aportaría con una reducción de hasta US$ 48 millones mensuales (sobre US$ 570 millones), al desplazar la entrada en operación de centrales a diésel, las más caras del sistema, considerando una hidrología seca. Agregó que “en el caso de una hidrología media, el aporte de Santa María en los costos del SIC sigue siendo relevante, con ahorros mensuales que se acercan a US$ 30 millones”.

Por su parte, en Endesa Chile señalaron que “la entrada en operación de Bocamina II permite, en las condiciones actuales, bajar los costos de operación totales del sistema en aproximadamente US$ 50 millones al mes. Los costos marginales bajan, por efecto de Bocamina II, del orden de 70 US$/MWh”.

En tanto, en Gener explicaron que una vez que Campiche entre en operación comercial -y dependiendo del punto de inyección, la potencia y el escenario hidrológico- la reducción en el costo podría alcanzar a un 80% del valor mencionado en el caso de las restantes unidades.

René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, señaló que la reducción en el costo marginal es positiva, pero que debido a la falta de nuevos proyectos de generación a carbón, será una situación que no se extendería más allá de 2013.

“Los costos normales deberían estar muy altos, por la compleja situación hídrica, pero afortunadamente la puesta en marcha de Bocamina y Santa María, y la pronta entrada de Campiche, han aliviado la situación. Este escenario no se puede volver a repetir, porque no va a haber nueva capacidad térmica a carbón que entre al sistema en los próximos cuatro o cinco años”, dijo.
Muga señaló que en los últimos dos años se han aprobado 3.640 MW en centrales térmicas (incluyendo proyectos como Castilla y Punta Alcalde), de los cuales sólo 546 MW, principalmente a gas, estarían en posición de inyectar al sistema. “En el SIC hay cerca de 600 MW en centrales a gas en proceso de calificación, pero ninguna a carbón”, dijo.

Respecto de los efectos de los menores costos, gerentes de la industria reconocieron que en el corto plazo no hay un efecto para los hogares, porque las distribuidoras tienen contratos de suministro de largo plazo que consideran tarifas más bajas que las que se observan hoy. Agregaron que se pueden beneficiar los generadores y grandes empresas, cuyos contratos de abastecimiento están asociados al costo marginal.

Fuente: La Tercera

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Presidente de Aguas Andinas: "El convenio con Gener le da garantías al suministro de agua potable para el consumo humano"

Fuente: La Tercera

Una férrea defensa al convenio firmando entre Aguas Andinas (AA) y la eléctrica AES Gener hace el presidente de la mayor sanitaria del país, Felipe Larraín. El ejecutivo aclara que en el acuerdo suscrito en junio de 2011, AA no cedió derechos de agua en la cuenca del Río Maipo a favor de la eléctrica, que pretende construir las centrales Alfalfal II y Las Lajas, con una capacidad de 531 MW. Explica que, al contrario, AA logró que Gener reconociera la prioridad de la producción de agua potable por sobre la generación eléctrica, lo que estaba en riesgo.

El pacto regula la convivencia de ambos en el Río Maipo, la principal fuente de agua de la Región Metropolitana. La cuenca tiene un promedio histórico de 109 metros cúbicos por segundo (m3/s). Aguas Andinas tiene derechos consuntivos (permite el consumo total del agua) sobre el 18% del caudal del río. Gener, en cambio, tiene derechos no consuntivos (deben ser restituidos al río después de utilizarlos) que ocasionaron controversias con AA.

El pacto de 2011 fijó varios criterios. Primero: Gener acepta que AA gestione el embalse El Yeso según sus directrices y la sanitaria acepta que, una vez que descargue aguas del embalse al río, Gener conduzca hasta 15,82 m3/s hacia sus generadoras.

Segundo: AA permite a Gener desviar hacia sus plantas hasta 2,5 m3/s de derechos de agua que la sanitaria tiene en el estero Manzanillo.

Tercero: Se regula el uso del ducto que AA construye para dirigir hasta 4 m3/s desde El Yeso al acueducto Laguna Negra. Esta obra permite, en caso de turbiedades como las que ocasionaron los cortes de enero y febrero, enviar agua limpia a los centros de consumo, sin pasar por la cuenca. Según el convenio, AA no podrá hacer otro ducto. Y si decide ampliar el actual, requiere la venia de Gener. AA podrá usarlo sólo en casos de turbiedad y contaminación.

Cuarto: Gener pagará una renta mensual a AA, compuesta por el 50% de la energía neta generada por los 2,5 m3/s de Manzanillo; un valor equivalente a 70 GWh por los caudales aportados por el Yeso, y un pago por potencia a firme.

¿Por qué Aguas Andinas no hizo público antes el acuerdo con Gener?

El convenio se lo entregamos a la autoridad cuando lo firmamos. La Superintendencia de Servicios Sanitarios lo ha tenido siempre. No obstante eso, nuestro convencimiento es que era un acuerdo entre privados y no público, pero bajo ningún precepto un acuerdo secreto. Ahora, con la contingencia y el revuelo que ha tenido, consideramos que había que hacerlo público, porque se estaban generando demasiados mitos al respecto. A partir de hoy, el documento estará en nuestra página web.

¿La SISS les ha hecho alguna objeción por los alcances del acuerdo?

Nada. Pero hay que pensar que este es un proyecto (Alto Maipo) para operar desde 2016 en adelante. Pero no ha habido consulta. Soy un convencido de que este convenio le da garantías al suministro de agua potable para el consumo humano.

¿Por qué cambiaron su postura de rechazo sobre el proyecto?

Claramente acá hay un cambio radical. Nosotros dijimos que el embalse El Yeso tenía que operar en función de la demanda de agua potable y no de la demanda eléctrica. Esa postura costó y significó muchas reuniones para que Gener aceptara estos términos. Obviamente, una vez que Gener aceptó que el embalse El Yeso y todos nuestros acuerdos históricos que tenemos con los usuarios del río puedan seguir manteniéndose, nuestra posición fue distinta. Superamos un tema que va más allá de la ley, porque la norma no establece el uso preferente del agua para ninguna actividad y aquí logramos que, en este convenio, se asegurara la preferencia para el uso del agua para el consumo humano versus la energía eléctrica. Esa es la única razón de este cambio.

¿Y antes se afectaba el abastecimiento de El Yeso?

Claro, porque los derechos que Gener tiene aguas abajo del embalse El Yeso -que son del orden de 15 m3 por segundo-, les permitía exigir desembalses cuando no fuera necesario o podría haber impedido todos los acuerdos logrados (para agregar agua al embalse). Y esto es relevante, porque por esos acuerdos, tenemos el embalse rebalsando agua por el vertedero, pese a que los últimos tres años fueron secos. Gener se podría haber opuesto y eso queda resguardado en el convenio.

¿Aguas Andinas cede derechos?

No hay cesión de derechos. Aquí los derechos los otorga el Estado y existen derechos consuntivos y no consuntivos. Lo que hemos permitido es que haya un transporte de nuestras aguas consuntivas por el ducto de Gener para un uso no consuntivo, es decir, de pasada. Las aguas van a pasar por el tubo en vez de irse por el curso del río y eso va a permitir que Gener genere energía eléctrica.

¿Por qué no se puede entender eso como una cesión de derechos? 

Cesión de derecho es, desde todo punto de vista, una venta de derechos. Aquí lo que hubo es que el agua, que por una cosa geográfica está más arriba y se toma más abajo y tiene un tránsito, por eficiencia económica se puede utilizar para otra cosa y eso es lo que se permitió.

Si no hay cesión, ¿por qué Gener les pagará todos los meses?

Gener paga por una autorización para el uso del caudal. Nosotros los vamos a transportar en función del agua potable, porque esa misma agua es nuestra. Tampoco le estamos garantizando una cantidad de agua a Gener. Estamos diciendo que se les pasará en la medida en que desembalsemos el agua y no en la medida que lo pidan. Eso ha quedado claro. El pago es permitir usar los 2,5 m3 y que los transportemos por su ducto en vez de que los llevemos por el río o por el acueducto Laguna Negra.

¿Esto en qué los beneficia?

Hoy no está conectado el embalse El Yeso con el acueducto Laguna Negra. Lo que estamos haciendo es unir El Yeso con el acueducto y llevar 4 m3 de forma directa. Esta agua siempre está limpia y esto nos permitirá que en un evento de turbiedad podamos mantener e incluso, mezclar con agua sucia y poder producir una mayor cantidad de agua potable. Eso es lo que logramos asegurar.

¿Sin el acuerdo con Gener, ese ducto no se podía hacer?

Sin esto, Gener se podría haber opuesto y habrían dicho que en función de los derechos no consuntivos que tiene desde el año 80, el agua hay que llevarla por el río. Con esto, ante cualquier eventualidad del río, ya sea aumento de turbiedad o contaminación por un tercero, nosotros podemos sacar 4 m3 por segundo.

¿Cuándo comienza a operar esa obra?

El ducto está en construcción y tiene que estar operando en el verano de 2014.

Si Aguas Andinas es dueña de ese ducto, ¿por qué aceptan usarlo sólo para eventualidades?

Tenemos los derechos, pero no podríamos haber tomado el agua, porque ellos están aguas debajo de nuestra presa. En ese caso, aunque tengamos los derechos y descarguemos, el agua se tendría que ir por el río.

¿Se puede ampliar el ducto?

Todo ducto se puede ampliar. Lo máximo es hacer un ducto de 20 metros cúbicos y costará US$ 400 millones y habrá que pagarlo. Esa es la única diferencia.

Pero el contrato exige el consentimiento de Gener para ampliarlo.

Siempre hemos requerido la venia de Gener, dada la existencia de sus derechos no consuntivos bajo la presa. Incluso con el acuerdo queda más claro qué preceptos hay que conversar.

Dados los cortes de enero y febrero por el exceso de turbiedad, la SISS les pidió presentar soluciones. ¿Han analizado ampliar este ducto de 4 m3? 

Está dentro de las alternativas que vamos a analizar. Tenemos un gran abanico de opciones y una de ellas es esa, y otra podría ser tomar las aguas después de la primera central de Gener (Alfalfal II). Queremos analizar todas las alternativas, sentarnos con la autoridad el 30 de marzo y ver cuál es la más razonable.

¿Han conversando con Gener sobre esa opción?

Hemos conversado de manera informal.

¿No cree que esta limitación puede ser objeto de críticas?

Más que una limitación, con el acuerdo se está transparentando una restricción que ha existido siempre. Es más, estamos asegurando los cuatro metros cúbicos y ahora, si decidimos llevarlo a ocho metros cúbicos, habrá que conversar con Gener.

¿Qué se hubiese evitado con esos 4 m3 y el ducto funcionando en los cortes de enero y febrero?

No puedo asegurar que habrían evitado el corte total de agua, pero sí hubieran mejorado sustancialmente la situación, ya que se habría reducido de manera considerable el número de clientes afectados con los cortes. Pero no sólo están esos 4 m3. Hay 225 mil m3 más de agua en estanques que se están construyendo y 400 litros más en pozos que ayudaron en esos eventos.

¿Cómo fijaron los 2,5 m3 de agua del estero Manzanillo que entregarán a Gener para su uso eléctrico?

Ese es el caudal que escurre normalmente por el estero. Quiero aclarar también que este es un caudal que circula libremente y que viene de Laguna Negra, cauces que hemos definido como aguas fósiles. Es decir, es la reserva estratégica de Santiago.

¿Por qué son tan necesarios para el proyecto de Gener?

Porque aumenta su capacidad. Su caudal es de 27 m3 y con estas aguas adicionales estamos hablando de un 10% de su caudal.

¿Aguas Andinas está obligado a entregar hasta 15 m3 por segundo desde el embalse El Yeso?

No estamos obligados a entregarle nada a Gener, sino que solamente Gener va a recibir lo que desembalsemos. Y lo que desembalsemos será en función de la demanda de agua potable.

¿Cómo se garantizará que privilegiarán la demanda de agua potable y no un criterio económico? El pago que les hará Gener está asociado al agua que le proporcionen...

Esta es una empresa responsable,  que es regulada y el regulador estará viendo lo que estemos haciendo. No me pongo en un escenario de que vamos a desembalsar el agua con criterios  económicos. Por eso podrían caducarnos la concesión.

Además, la demanda diaria de agua potable es un número muy transparente y el caudal que trae el embalse también es público. Para desembalsar hay que hablar con la junta de vigilancia y alguien puede hacer ese juego entre el caudal del río, la demanda y cómo la cubrimos. Si estamos desembalsando por alguna razón injustificada es muy fácil de detectar.

¿Cuál es el valor económico del contrato?

No tengo un número. Va a depender de lo que cueste la energía eléctrica en su minuto.

¿Pueden recibir más que los US$14 millones pactados en la boleta de garantía?

Ese fue un número considerado como suficiente al que se llegó en las conversaciones. Inicialmente, le habíamos pedido a Gener US$ 50 millones.

¿La renta que obtengan la van a descontar de la tarifa?

La ley es clara en eso y si se dan los supuestos que establece la ley, los vamos a descontar. No vamos a rentar dos veces sobre un mismo activo y es obvio que el regulador estará muy pendiente de eso.

¿Eso quedará regulado en el proceso tarifario de 2015?

Probablemente se tenga que establecer en ese proceso, en el supuesto que la central entre a operar en el plazo establecido (2016). Está supeditado a eso.

¿Cómo se están preparando para el rechazo que pueda tener el convenio?

Todo está hecho dentro de los marcos legales y estamos dejando claro cuáles son los alcances del convenio. Hay gente en contra, pero creemos en el uso sustentable y ambiental de la cuenca.

Fuente: La Tercera

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Opositores a Alto Maipo esperan impugnar acuerdo entre Aguas Andinas y AES Gener a fines de marzo

Fuente: Radio Universidad de Chile
Imagen: Plataforma

Este domingo Aguas Andinas reveló en su sitio web el convenio que suscribió en junio de 2011 con la eléctrica AES Gener, sobre la utilización de recursos de la cuenca del río Maipo para el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo.

La iniciativa ya cuenta con autorización ambiental y contempla construir dos centrales hidroeléctricas de pasada, El Alfalfal II y Las Lajas, lo que permitirá generar 531 megawatts a partir de 2016.

La difusión del convenio se produjo luego que la quinta sala de la Corte de Apelaciones determinara a fines de enero que el contrato es de interés público y debía ser divulgado por la Superintendencia de Servicios Sanitarios. No obstante, Aguas Andinas se adelantó y puso el documento en su sitio.

Consultada por Radio Universidad de Chile, la empresa no quiso referirse al contrato y sostuvo que la publicación es suficiente. Aun así, su presidente, Felipe Larraín, otorgó una entrevista a La Tercera en que definió los términos del acuerdo y aseguró que éste garantiza la prioridad del suministro de agua potable por sobre la generación de energía.

Asimismo, el ejecutivo afirmó que el acuerdo no significa una cesión de derechos y sostuvo que, de no existir el convenio, podría haber sido imposible la construcción del ducto que conectará el embalse El Yeso con el acueducto Laguna Negra, la cual se encuentra en desarrollo.

Sin embargo, en la Coordinadora Ciudadana Ríos del Maipo recibieron la difusión del acuerdo con críticas. El abogado de la organización, Rodrigo Weisner, sostuvo que el contrato tiene falencias de redacción y no asegura el agua para gran parte de la región Metropolitana: “Los temores que teníamos antes de conocerlo no solo se confirman, sino que también aumentan. Aguas Andinas no veló por el suministro de agua sino que por privilegiar un ingreso por el contrato que tuvieron con Gener y la Superintendencia de Servicios Sanitarios no objetó los reparos que estamos evidenciando. Hay un negocio entre dos empresas privadas que se está rentando sobre un bien que afecta la concesión sanitaria de una fuente de agua que abastece al 70 por ciento de la región Metropolitana. Por lo tanto, es una situación bastante delicada y no menor”, indicó.

Por su parte, la vocera de la organización, Marcela Mella, adelantó que una vez estudiado en detalle el contenido del convenio, acudirán a tribunales para impugnarlo: “Aguas Andinas tiene un contrato con el Estado que es una concesión para servicios sanitarios y abastecimiento de agua potable para la región Metropolitana. El contrato y los derechos de agua que tienen a partir de esta concesión son para ese fin exclusivo y único, no son para entrar en un negocio nuevo, como la generación hidroeléctrica. Esa sigue siendo la base jurídica con la que vamos a volver a tribunales”, dijo.

Se espera que la Superintendencia de Servicios Sanitarios entregue oficialmente el convenio a las organizaciones que lo solicitaron a más tardar la próxima semana.

De este modo, los opositores a Alto Maipo esperan estudiarlo y recurrir a a fin de mes a tribunales u otra instancia, como el MOP, la Contraloría o la misma Superintendencia, con el objetivo de impugnarlo.

Fuente: Radio Universidad de Chile

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Uruguay aumenta tarifas de energía eléctrica en un promedio de 5,5%

Fuente: América Economía

La compañía de energía eléctrica UTE de Uruguay, de propiedad estatal y monopólica en su rubro, decidió aumentar sus tarifas en un 5,5% en promedio a partir de febrero para cubrir sus costos operacionales y de inversión en nuevas instalaciones, según un comunicado de la empresa divulgado este jueves.

Los consumidores residenciales verán aumentar su factura en un 5,6%, mientras que los medianos y grandes consumidores pagarán por la electricidad entre un 6,7% y un 6,9% más que hasta enero.

Ponderado por la cantidad de usuarios de cada rango tarifario, el incremento promedia un 5,5%, de acuerdo a cálculos de Reuters.

"El ajuste permitirá entre otras cosas: cubrir el costo de abastecimiento proyectado para el presente año, un nivel de inversiones adecuado para la instalación de centrales de generación, líneas de trasmisión (...) y los gastos de operación y mantenimiento" del año, comunicó la empresa.

UTE había aumentado las tarifas en un 4,6% en septiembre por un incremento en el costo de generación e importación, algo que no estaba previsto, por lo que retrasó el nuevo cambio de tarifas estipulado para enero hasta febrero .

Fuente: América Economía

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Generación eléctrica en el SIC aumentó 5,9% en 2012

Fuente: Revista Electricidad

La electricidad inyectada al Sistema Interconectado Central (SIC) subió desde los 48,8 GWh generados en 2011 a unos 51,7 GWh producidos en 2012, lo que representa un crecimiento del 5,9% del volumen de energía producida. A su vez, la generación en diciembre pasado creció 0,9% respecto al mismo mes de 2011.

De acuerdo al último reporte de Systep, el SIC experimentó variaciones no menores en los niveles de participación por fuente energética. El cambio más relevante es el retroceso de las hidroeléctricas en favor de las termoeléctricas. Según el informe, la energía proveniente de centrales hidráulicas disminuyó 3,6 puntos porcentuales en el 2012, representando un 41,1% de la matriz, mientras la termoelectricidad registró un avance de 3,5 puntos, ubicándose en 58,1%. Por su parte, la generación eólica se incrementó en 0,1 punto, con una cuota de mercado de 0,8%.

La sequía sería la principal variable de estos cambios en los niveles de participación por fuente, pues mientras en el 2011 la hidroelectricidad aportó unos 20,6 GWh en 2012 bajó a 20,1 GWh. La situación es especialmente visible en los últimos meses del 2012. En diciembre, la generación utilizando recursos hídricos mostró una variación de -29,7% respecto al mismo mes del año anterior y de un -1,9% en relación a noviembre.

El SING

Un 6% de crecimiento se habría elevado la generación eléctrica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de noviembre a diciembre y un 2,2% respecto a diciembre de 2011. Entre los hechos más destacados por el estudio están el incremento de 147,9% de la generación en base a diésel y la disminución de 3,0% de la energía proveniente del carbón en el último mes de 2012. Por último, el gas natural aumentó su participación en un 5,9% de noviembre a diciembre.

Fuente: Revista Electricidad

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Uso del carbón sube 26% en el sistema eléctrico del norte en 2012. Gas sigue a la baja

Fuente: Pulso

Un incremento de 5,3% registró la demanda bruta media del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) durante 2012 al compararse con el año anterior, totalizando 1.905,9 MW, según las cifras dadas a conocer ayer por el CDEC-SING.

De acuerdo al tipo de combustible, la demanda bruta alcanzada durante 2012 fue de: 82% de carbón, mientras que en el 2011 fue 69%, lo que implica un aumento de 26%. Más atrás se ubicó el gas natural, que representó el 14%, mientras que en el 2011 fue de 26% (lo que significa una disminución 44%.

El diésel, en tanto, alcanzó un 3% de la demanda bruta, lo que se compara con el 4% que marcó este combustible en 2011, lo que implica una disminución de 25%. El 1% restante corresponde a cogeneración e hidroelectricidad.

La generación bruta del año 2012 fue de 16.755,66 GWh, lo que significa una variación de 5,3% respecto al año 2011, donde fue de 15.889,18 GWh.

Del total de la energía generada en el año 2012, un 89% fue consumido por clientes libres y un 11% por clientes regulados.

COSTOS
El precio promedio de los costos marginales del SING durante el año 2012 fue de US$86,30, lo que representa una disminución de 10% respecto al año 2011, cuando el valor promedio fue de US$95,87.

El CDEC-SING es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

El SING se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubre una superficie de 185.142 kilómetros cuadrados, equivalente a 24,5% del territorio continental.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está  concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.

Fuente: Pulso

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Energía: Aporte hídrico a matriz fue sólo de 37% en diciembre

Fuente: Sustentare

Las lluvias de mediados de diciembre no alcanzaron para aumentar el peso de la generación hidroeléctrica en la matriz del Sistema Interconectado Central (SIC).

De acuerdo a un informe de Bice, en el último mes del año la generación hidroeléctrica presentó una baja de 2,2% respecto de noviembre, siendo responsable de 36,9% del total.

En tanto, 62,1% de la energía fue generada por centrales termoeléctricas, donde el aporte de las plantas a diésel alcanzó 4,3%. El restante 1,1% fue contribuido por energía eólica.

El promedio de los costos marginales en noviembre se ubicó en US$181,6 por MWh, mostrando un aumento de 5,9% con respecto al mes anterior y un alza de 6% al compararlo con el promedio observado en el mismo mes de 2012.

Endesa generó 1.503,9 GWh, equivalente a un 36% del sistema. Colbún generó 911,7 GWh (21,8%), mientras que Gener generó 732,3 GWh (17,5%).

Fuente: Sustentare

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Consumo de energía en China aumenta en 5,0% durante 2012

Fuente: Revista Electricidad

El consumo de energía de China creció un 5,5% interanual en el 2012, a 4,96 billones de kilovatios hora, dijo el lunes la Administración Nacional de Energía, lo que implica una desaceleración de la expansión del consumo a la mitad.

El crecimiento del consumo de energía en China se enfrió desde el segundo trimestre del año pasado al tiempo que la actividad fabril y la producción industrial se debilitaban con la ralentización de la economía.

Una demanda tibia por parte de industrias clave que tienen un alto consumo energético, causó una disminución en los precios locales del carbón cercano al 20%.

En el cuarto trimestre, el consumo de electricidad volvió a acelerar su ritmo debido a la demanda por el invierno y a mejorías en la economía. El crecimiento del consumo en noviembre llegó a 7,6%, el mayor nivel en nueve meses.

El crecimiento económico de China se habría acelerado a un 7,8% en el cuarto trimestre tras un desempeño comercial mejor al esperado en diciembre y debido a una demanda crediticia resistente a nivel local.

La economía de China crecería un 7,5% este año, dijo el viernes un funcionario de alto nivel de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma, citado por la agencia de noticias estatal Xinhua.

Fuente: Revista Electricidad

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Informe acusa mayor probabilidad de sequía y precio de la energía llegaría a unos US$ 300/MW

Fuente: Diario Financiero

Más grave de lo que se pensaba sería la sequía que afecta al país. El último informe de deshielo del Centro Económico de Despacho de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) habla de probabilidades superiores al 90% de excedencia, lo que significa que nueve de cada diez años son más húmedos que el que se está pronosticando, o que de diez años, éste será el más seco de ellos. Los números son más grises que los que se preveían en 
anteriores versiones del mismo reporte (

Expertos estiman que ante menores caudales, las centrales de pasada generarán menos, mientras que los embalses con menor agua también afectarán la generación de centrales hidro. Así, la generación térmica -a carbón o GNL- debería ser la que despache el CDEC.

María Isabel González, de la consultora Energética y ex secretaria de la CNE, indica que una “probabilidad de 90% de excedencia es una hidrología muy seca y, por lo tanto, tendríamos mucha generación térmica y una parte de ella con diésel, lo que implica costos marginales altos”. Una opinión compartida por Francisco Aguirre de Electroconsultores, quien indica que no veo “riesgos de abastecimiento, pues tenemos una sobreinstalación de máquinas de generación diésel, que es un respaldo ‘africano’ e ineficiente, por lo caro”.

En todo caso, los pronósticos de deshielo llegan hasta marzo próximo. Desde ahí es una incógnita el cómo será el próximo año hídrico, que se inicia en abril-mayo. Hasta ahora, dicen los expertos, las señales no son auspiciosas, y podría darse el escenario de un cuarto año de sequía. Sebastián Bernstein, de Synex, comenta que “nunca se han dado cuatro años secos, se han dado hasta tres y ya cumplimos el tercero”. En caso de concretarse el pronóstico más oscuro, “si viene un cuarto año de sequía, tendríamos marginales muy altos”, anticipa.



Efecto en los costos


Al respecto, Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep, dice que “al aumentar la generación térmica se puede esperar un aumento en los costos marginales del sistema por el mayor uso de combustibles (carbón, GNL y diésel). La variación de este aumento dependerá de la proporción de uso de carbón, GNL y diésel que reemplacen a la generación hidráulica”.

Un informe separado del CDEC espera que el marginal suba a 
US$ 294 /MW en junio, en caso de horarios de demanda alta, siempre en escenario de un año seco. En caso de horarios de demanda media, el mismo mes podría marcar costos marginales de US$ 240 /MW; mientras que, en demanda baja, el marginal anotaría un techo promedio de 
US$ 168/ MW.

Systep, en tanto, pronostica que para ese mismo mes, el marginal podría llegar a US$ 224 /MW, igualmente en una hidrología seca. En todo caso, la firma prevé que el quinto mes del año podría marcar los mayores valores, situándose en un promedio de US$ 240 /MW.

“Esto afecta a los grandes usuarios, que son clientes libres y cuyos precios están asociados a los costos marginales”, dice González. “A los clientes regulados no los afecta tan directamente, ya que la gran mayoría de los contratos de las distribuidoras están indexados con otras variables como el precio del carbón y la inflación americana”, añade.

En todo caso, tanto al interior del gobierno como entre los expertos descartan un nuevo decreto de racionamiento, pues hay más fuentes de generación que antes -debido a la entrada de Santa María y Bocamina 2- y también porque el decreto previo respondió mayormente a una restricción de transmisión cerca de Santiago, lo que ya fue resuelto, explica Bernstein.

Fuente: Diario Financiero

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Colbún Elevó Participación en el SIC en Ultimo Trimestre 2012

Fuente: Diario Estrategia

Hacia fines de 2012 Colbún exhibió una importante alza en los niveles de generación en el SIC. La compañía controlada por el Grupo Matte incrementó su participación de un 18% a un 26%, comparando el último trimestre de 2012 con el mismo período de 2011.
De acuerdo a un reporte del sector eléctrico de Systep, la situación inversa se constata respecto a Endesa. Para 2011 la producción del cuarto trimestre de la filial de Enersis alcanzó el 38% del sistema para descender a un 31% en el último cuarto del  2012.

SING

El hecho más relevante constatado es el aumento de un 10% de la cobertura de E-CL en el SING. La empresa subió su participación del 44% a un 54% entre noviembre de 2011 y de 2012. De acuerdo a la información entregada por Systep, este incremento se debería a que a partir de enero de 2012 se incluye la producción de Electroandina.

Fuente: Diario Estrategia

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Grupos internacionales se disputan ingreso al mercado eléctrico del norte

Fuente: Revista Electricidad

La urgente necesidad de nuevas centrales eléctricas en el norte de país para abastecer los futuros desarrollos de la minería ha despertado el apetito de grupos internacionales por llegar al sector.

El Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) es dominado por la franco-belga Suez, que compite con GasAtacama y Aes Gener. La puerta de entrada para un cuarto competidor viene por Minera Escondida -de BHP Billiton-, que está licitando una central a gas natural.

La principal minera privada del país quiere dejar esa iniciativa en manos de un nuevo actor con el fin de mejorar la competencia en el norte. Altas fuentes de la industria explican que grupos eléctricos de EEUU, Reino Unido, Corea del Sur y Alemania, están interesados en esa licitación.

Las fuentes agregaron que con este esquema se superan las barreras de entrada porque el grupo eléctrico que se adjudique el proceso tendrá un contrato de suministro asegurado con Escondida y acceso al terminal de gas.

A mediados de noviembre, BHP ingresó un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), denominado “Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar”, que modifica el proyecto a carbón “Central Kelar”, aprobado en 2007.

El nuevo proyecto contempla la construcción de un ciclo combinado (gas/vapor) en Mejillones, que tendrá una capacidad máxima de unos 540 megawatts, con un costo estimado en US$ 400 millones. En la oportunidad, BHP señaló que “decidió modificar su proyecto Kelar -que originalmente consistía en dos unidades a carbón- para asegurar el suministro de energía de manera más limpia y sustentable”.

Fuentes de la industria señalan que uno de los grupos que tiene interés en la licitación es la firma eléctrica y de ingeniería Betchel Corporation (EEUU), cuya principal área se dedica a la construcción de proyectos mineros. En 2011, anotó ingresos por US$ 33 mil millones.

Ejecutivos del sector agregan que a la alemana Steag también le interesa el proyecto. Esta firma tiene más de 75 años de experiencia y cuenta con una capacidad instalada de 9.400 MW en el mundo, de los cuales, 7.700 MW están en Alemania.

Otra sería la británica Independent Power Corporation. A través de su filial Rurelec, tiene operaciones en Argentina, Bolivia, Emiratos Arabes Unidos, EEUU y Kazajastán. Según información oficial de la compañía en estos dos primeros países tiene proyectos por 585 MW, y otros 96 MW en desarrollo, mientras que en Sudáfrica tiene un pipeline de desarrollo de unos 1.000 MW.

Por último, estarían las coreanas Samsung, Kepco (Korea Electric Power Corporation) y Kospo (Korea Southern Power), todas con amplia experiencia en ingeniería y construcción de proyectos energéticos y de infraestructuras.

Fuentes conocedoras del proceso indican que los plazos para la adjudicación del proyecto dependerán de las autorizaciones ambientales. Señalan que BHP quiere adjudicar los contratos durante el primer semestre de este año, para que entre en operaciones hacia 2016.

Fuente: Revista Electricidad

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Rodrigo Castillo: "Ningún gobierno estaba preparado para enfrentar el cambio de paradigma"

Fuente: Revista Electricidad

Este lunes se realizó la quinta cena de la energía eléctrica, con la presencia del Presidente de la República, Sebastián Piñera, y representantes del sector de generación, distribución y transmisión. El debate estará puesto en los urgentes problemas que enfrenta hoy el sector. Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, asegura que están preocupados por el inmovilismo en la solución del problema energético. Asimismo, dice que no hay tiempo y que el problema se debió enfrentar antes.

Señala que para llegar a acuerdos, las empresas, la sociedad y ambientalistas deben aceptar que habrá que hacer sacrificios. Entre ellos, invertir más en los proyectos y aceptar tecnologías que actualmente son rechazadas.

¿Cuál es el diagnóstico que presentará el sector en la cena anual de la energía?

El problema energético de Chile tiene diversas dimensiones. Hay muchas opciones posibles para resolverlo y se debe entender que hay diferentes puntos de vista, que son legítimos. Las alternativas deben ser contrastadas. Hoy, las empresas estamos conscientes de que en materia energética hay dimensiones que van más allá de esa optimización económica y que tienen que ver con puntos de vista, con prioridades. Ese es el primer punto de partida para canalizar la discusión y resolver el problema energético.

¿Hay alguna autocrítica de cómo las eléctricas han enfrentado los proyectos?

La autocrítica va por lo siguiente: nosotros hemos vivido por mucho tiempo en el paradigma de hacer bien lo que hacemos, de acuerdo a las reglas del juego e incentivos que recibimos. Esto tiene que ver, en primer lugar, con la optimización económica y, en segundo lugar, con el cumplimiento de la normativa en materia medioambiental. Acá, el gran vacío es que esa institucionalidad no ha estado preparada para canalizar otros puntos de vista, que van más allá de la discusión técnico-medioambiental. Durante bastante tiempo, los distintos diagnósticos del sector han mantenido su posición de forma estática. No ha habido suficiente diálogo.

¿Esto es culpa de los privados, las comunidades, las ONG o del gobierno?

El problema está en la forma en que estamos dialogando como sociedad. Ningún gobierno, ni este ni otro, pudo haber estado suficientemente preparado para los cambios de paradigma que hemos vivido. No es responsabilidad de un gobierno, es un problema de la sociedad chilena, que tenemos que resolver como sea.

¿Qué es lo que ofrecen a los ambientalistas?

Dejar atrás nuestros paradigmas como un freno al diálogo y partir aceptando su posición como legítima. Lo que acepto es que las posiciones que tienen que ver con el cuidado del medioambiente, y que, eventualmente, nos puede parecer que tienen consecuencias desde el punto de vista económico, operacional, técnico, son legítimas. Lo que pedimos es que del otro lado sean capaces de aceptar otros puntos de vista, lo que también implica sacrificios. Al final, hay que entender que ni las empresas, ni las comunidades, ni los ambientalistas tendrán 100% de la matriz energética que desean.

¿Cómo se puede activar un acuerdo nacional, considerando el rechazo a HidroAysén y la judicialización de otros proyectos?

Hay que sentarse a la mesa con todas las personas que tienen un nivel de representatitivad. Además, favorecer la participación de las comunidades. Un ejemplo es la tramitación de la Carretera Eléctrica. Ahí propusimos que el proyecto definiera consultas en materia indígena durante el proceso de discusión del trazado, aspecto que no tenía el texto original.

¿Por qué es tan necesario resolver el problema hoy?

El momento debió ser antes. Ahora es lo más pronto que tenemos. Es importante porque estamos jugándonos el futuro de nuestra matriz energética y del desarrollo de Chile. Hay decisiones que no tomamos en el pasado y cuyas consecuencias estamos viviendo.

Dado que los procesos en el sector eléctrico son largos, si queremos llegar al 2020 con un sistema energético estabilizado, en régimen, lo más tarde que podemos comenzar a trabajar es hoy día.

¿Cuáles son las urgencias?

El nivel de urgencia tiene que ver con que ya tenemos cuellos de botella, dificultades importantes que nos están afectando. Hoy mismo tenemos congestiones en el sistema de transmisión que nos impiden traer parte de la energía del sur al centro del país. Esto está haciendo pagar mucho más caro por la energía, lo que afecta a las industrias y a la competitividad. La falta de proyectos nuevos en generación es una dificultad importante, que compromete en el mediano y largo plazo la posibilidad de llevar energía segura, razonablemente económica, a las industrias y los hogares.

¿Y si no se avanza?

Esto genera varios efectos. La industria ya no enfrenta un riesgo, lo está viviendo. Estamos viendo varios de sus proyectos que no se van a desarrollar por los altos costos de la energía. Además, en la distribución eléctrica hay dos grandes desafíos. Uno es la dificultad que tenemos hoy para poder contratar los consumos de nuestros clientes para el futuro, ya no pensamos siquiera a precios razonables. Lo que ha ocurrido con CGE es un ejemplo. Cuando miramos la perspectiva de que vamos a poder obtener como oferta para los contratos desde 2015, tenemos miedo, estamos temerosos de si vamos a tener ofertas de generación y a qué precios.

Esto, porque no existe suficiente generación futura para Chile. Además, creemos que el esfuerzo por entregar a los clientes mayor gestión y flexibilidad al momento de consumir, lo que significa el desarrollo de redes inteligentes, tiene que dejar de ser ciencia ficción en nuestra mente. La mayoría de los países desarrollados están transitando a pasos acelerados hacia sistemas inteligentes de consumo eléctrico, porque permite a los clientes escoger el tipo de energía que quieren.

Fuente: Revista Electricidad

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Generadoras eléctricas piden despejar incertidumbre que enfrentan los proyectos eléctricos

Fuente: Diario Financiero

El presidente de la Asociación de Generadoras de Chile, René Muga, afirmó esta noche que 2013 debe ser el año en que se tomen las decisiones para comenzar a clarificar el futuro energético del país.

"En los próximos 3 a 4 años no se incorporarán fuentes relevantes de generación de base al sistema (...) ese partido ya está jugado y tendrá efectos negativos para Chile. Tenemos que evitar que el clima de incertidumbre afecte a más proyectos y siga entrabando la llegada de inversión crucial para el desarrollo del país. El tiempo de actuar es ahora", dijo Muga en la cena Energía Eléctrica 2013.

En esa línea, el representante gremial afirmó que es tiempo de buscar un nuevo trato, "una manera distinta de escucharnos, de poner nuestros puntos de vista sobre la mesa y de convenir la forma en que vamos a resolver nuestras diferencias", ya que "cada día que pasa, cada proyecto que se atrasa implica un costo social para el país que aumenta constantemente".

Según Muga, existe un cuestionamiento social que involucra a la industria, a las políticas y a las instituciones, por lo que se debe incorporar una mirada amplia y de largo plazo.

"Ello involucra -en primer lugar- a la autoridad. El Ejecutivo debiera conducir este proceso, con el Parlamento proveyendo el lugar de encuentro natural que lo promueva y facilite. Se debiera mirar más allá de un período de gobierno de cuatro años y ser capaces de tomar decisiones que bien pueden tener costos hoy, pero beneficios mañana", afirmó.

En ese contexto, el ejecutivo aseguró que "la Estrategia Nacional de Energía y proyectos de ley como el de concesiones y servidumbres o el de carretera eléctrica son buenos ejemplos de esto, pero deben convertirse en regulaciones concretas y efectivas en el menor plazo posible".

Por último, las generadoras reafirmaron su compromiso "con el desarrollo sustentable, considerando equilibradamente sus tres dimensiones: la económica, la social y la medio-ambiental".

Fuente: Diario Financiero

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Presidente Piñera reitera preocupación por "judicialización" de proyectos de energía

Fuente: Emol.com

El Presidente Sebastián Piñera insistió este lunes en el "desafío complejo" que enfrenta la economía chilena debido a la "excesiva judicialización" que enfrentan los proyectos energéticos, vitales para garantizar la productividad del país.

El Mandatario se refirió al tema durante la Cena Anual de la Energía que se llevó a cabo en la capital.

"Es sin duda preocupante el proceso de judicialización excesiva en las autorizaciones que tienen que ver con proyectos de generación, transmisión y distribución de la energía en nuestro país", declaró el Mandatario.

"Estamos muy conscientes de que enfrentamos una situación que exige acciones oportunas y decididas para que la energía no se transforme en un elemento que frene o estrangule el crecimiento económico de nuestro país", agregó.

Trabas

Las trabas para la puesta en marcha de distintos proyectos relacionados con la energía en Chile a través de recursos interpuestos ante los tribunales, uno de cuyos ejemplos recientes fue el de la central termoeléctrica Castilla, ha generado inquietud en gremios empresariales.

Sectores productivos advierten sobre la existencia de verdaderos "cuellos de botella" en este ámbito que amenazan la productividad nacional.

Opositores a los proyectos termoeléctricos y a las centrales hidroeléctricas en Aysén, en tanto, afirman que es necesario tomar en cuenta los altos costos sociales y ambientales de estas iniciativas y proponen fomentar el uso de energías alternativas en Chile.

Fuente: Emol.com

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Chilectra: Demanda de energía creció un 5,9% durante los primeros cinco meses de 2012

Fuente: Radio Bío Bío

El gerente general de Chilectra, Cristián Fierro, señaló este lunes que la demanda eléctrica en la Región Metropolitana creció 5,5% durante el año pasado y estimó que para 2013 el alza será de entre 4,5% y 5%.

"En el caso de Chilectra este año (2012) hemos cerrado con un crecimiento de 5,5%, que es importante, considerando que en parte del periodo hubo una baja de voltaje que implica una reducción en consumo. Ese escenario va a continuar durante 2013, vamos a continuar con crecimiento de energía importante (...). Este año debería ser un poco más bajo, entre 4,5% y 5%", señaló.

En ese sentido, especificó que los sectores que más contribuyeron al alza registrada en 2012 fueron el residencial y el comercio, que crecieron en torno al 6% interanual.

Por lo anterior, Fierro explicó que el incremento en el consumo de energía también significó una mayor cantidad de clientes, los cuales anotaron un crecimiento de entre 2,5% y 3% en su total.

"Todos estos nuevos eficios, sectores residenciales y oficinas, van aumentando la base de clientes que Chilectra tiene", comentó.

Fuente: Radio Bío Bío

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Generación térmica llega al 62% en el SIC

Fuente: Pulso

2012 parecía un año con un nivel normal de lluvias. Pero todo quedó en nada: en medio del invierno los pronósticos que anunciaban el fin de la sequía que arreció al país durante los dos últimos años fueron cayéndose uno a uno.

Tanto, que diciembre finalizó con una participación récord de 61% de participación de las centrales termoeléctricas, mientras que las unidades hídricas, sumadas centrales de pasada y de embalse, alcanzaron el 37% del total.

Todo esto ha empujado los precios en el sistema. “Posterior a los meses de invierno, la escasez de precipitaciones y los bajos niveles de los deshielos han empujado al alza los costos marginales en los últimos meses. Los costos marginales promedio de noviembre de 2012 presentan un alza de 6,6% respecto a los registrados en el mes de octubre, con un alza de 23,7% respecto a lo observado en noviembre de 2011”, señala en su informe de diciembre la consultora Systep.

El menor nivel de lluvias se refleja también en la energía almacenada promedio, que en noviembre llegó a 1.484 GWh, lo que representa una variación de -5,4% respecto al mes anterior, y una variación de -52,7% en relación con igual mes de 2011, agrega Systep.

El caso más dramático es el del Lago Laja, cuyo nivel actual sólo alcanza al 12% de la capacidad máxima. “En este sentido, se debe notar que la energía total almacenada en los embalses aún se mantienen bastante bajo lo normal”, se agrega.

Según el reporte mensual de Valgesta, las perspectivas para los meses que vienen son optimistas, pues se espera que vuelva a llover, haciendo caer los precios a niveles muy por debajo de los actuales. A esto habría que agregar la consolidación de la operación de las carboneras en Coronel y a la puesta en marcha de Campiche.

“Si bien el fenómeno de la Niña dejó de estar presente, el nivel de lluvias ha sido lo suficientemente bajo como para inscribir al año actual como el 6º más seco de la historia, si bien las lluvias han mejorado los niveles de los embalses, estos todavía mantienen un importante déficit en sus cotas. Se estima que para el otoño y con el termino de la niña, se entre a un régimen regular de lluvias, es posible estimar que los costos marginales no lograrían una baja sustancial al menos hasta él próximo año hidrológico”, se señala.

Fuente: Pulso

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Proyectan alta probabilidad de costo marginal promedio del SIC en hasta US$ 196 US$/MWh

Fuente: Diario Financiero

El debate sobre el futuro energético del país fue protagonista durante 2012. La judicialización, suspensión y hasta la anulación definitiva de grandes proyectos fueron denominador común de un período que, de seguro, la industria no quiere volver a repetir. Así queda en evidencia en los constantes y cada vez más fuertes llamados del sector privado para que el gobierno tomara un rol más activo e hiciera propuestas concretas que dieran mayor certeza a los inversionistas y al país.
Este año no será muy distinto. La agenda estará marcada por las modificaciones al marco regulatorio en sus distintos niveles y algunas empresas tendrán que decidir la continuidad de sus proyectos de generación.

Frente a este escenario, la consultora Systep realizó para Diario Financiero un completo análisis de lo que espera al sector en 2013, proyectando los niveles de demanda, oferta y costos marginales que, bajo determinados supuestos, se podrían dar durante este año.

Con todo sobre la mesa, la principal conclusión de este trabajo sostiene que en el Sistema Interconectado Central (SIC) “se observa una alta variabilidad de los costos marginales”, la que estará sujeta en gran medida a la condición hidrológica.

Según los supuestos utilizados por Systep en las simulaciones, “para 2013 se estima una diferencia de hasta 248 US$/MWh entre los valores mensuales máximo y mínimo, lo que dependerá de la hidrología que finalmente se observe durante 2013”.

Tal situación los lleva a proyectar que existe un 90% de probabilidad de que el costo marginal promedio mensual del SIC estará bajo los 196 US$/MWh. Dicha posibilidad baja a un 50% para valores bajo los 117 US$/MWh y a sólo un 20% para costos por debajo los 62 US$/MWh.

Sólo en función de la hidrología, la diferencia promedio mensual que finalmente se dé en el sistema puede llegar a valores mayores a 140 US$/MWh, lo que dependerá tanto del agua caída como de la acumulación de nieve en la cordillera.

“Todavía en el SIC se observa para 2013 una estrecha relación entre la demanda y la oferta, lo que hace que en escenarios hidrológicos desfavorables se presenten costos marginales altos. De igual forma la indisponibilidad de centrales y aumentos adicionales de demanda inciden en mayores valores, dado el estrecho margen de reserva de generación económica del sistema”, explican desde la consultora Systep.

¿Qué consecuencia tiene esto? “El nivel de riesgo que se observa en el mercado, producto de la estrechez de oferta, implica que los nuevos contratos de suministros, principalmente para grandes clientes, aun mantengan una fuerte relación con los costos marginales de corto plazo”, sostiene el análisis.

Las mismas conclusiones se aplican para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). También existe un estrecho margen de generación económica, situación que empuja al alza el costo marginal debido, entre otras causas, a la paridad de precios entre el GNL y el diésel, ambos combustibles que influirán directamente en el nivel de costos marginales que se observen en este sistema.

Además, se debe considerar que el crecimiento del costo marginal durante 2013 en el SING “se ve justificado por el importante crecimiento de la demanda (Sierra Gorda y Ministro Hales entre otros) que no tiene complemento en nuevos proyectos de generación o mayor disponibilidad de GNL a la fecha”.


Ingreso de proyectos a los sistemas 


De acuerdo al análisis, en el SING no entrarían proyectos relevantes de generación convencional hasta el año 2016, en que se prevé el inicio de operaciones de la central termoeléctrica Cochrane de AES Gener. En los próximos tres años sólo se desarrollarían nuevas centrales ERNC.

En el SIC, en tanto, se espera el ingreso de proyectos importantes en el 2013, como Campiche y Angostura. Adicionalmente, se espera la puesta en servicio del mayor parque eólico del país, Talinay Oriente, con 100 MW de capacidad instalada, junto con algunas iniciativas hidráulicas de pasada.

Fuente: Diario Financiero

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Valor de producir electricidad en Alto Maipo llegaría a lo mismo que una central a carbón

Fuente: Diario Financiero

El alza de la inversión de la central hidroeléctrica Alto Maipo, del grupo AES Gener, trajo más de una consecuencia. La más importante de ellas, es el costo que significará producir electricidad, que según cálculos de Electroconsultores, podría llegar casi al mismo valor que generar con una central carbonera.

Si con el dato original de una inversión de US$ 700 millones para Alto Maipo se obtenía un valor de inversión de US$ 1.318 US$/KW, y un valor de energía equivalente de US$ 30 /MWh, al hacer la actualización de la inversión, a los 
US$ 1.600 millones que ahora reconoce la compañía, la inversión unitaria cambia a US$ 3.313 /KW y el valor de energía equivalente se incrementa a US$ 69 /MWh.

Fórmula de cálculo


Para hacer los cálculos, Electroconsultores miró las centrales Cochrane –de AES Gener-; Infraestructura Energética –de GDF Suez- y Alto Maipo. El uso de estas centrales, explica Francisco Aguirre, socio de la consultora, se debe a que “ellas permiten comparar claramente las tecnologías y sus costos de inversión”.

Así, basado en la información pública disponible, las cifras de Cochrane muestran que la inversión por KW instalado es cercano a 
US$ 2.400 /KW; las centrales carboneras de Suez cerca de 
US$ 2.000/KW y la de Alto Maipo US$ 3.313 /KW.

A esto, debe agregarse el costo total de producción, esto es inversión más operación, pues los números anteriores sólo representaban el costo de instalación del KW de la máquina de esa tecnología. Los costos de operación en el caso hidro son casi nulos y en el caso termoeléctrico son principalmente de combustible. Si se considera el precio del carbón a US$ 100 /ton, con el consumo típico de 400 gr. de carbón por KWh, el costo de operación es cercano a US$ 40 /MWh.

“Es decir, el valor de producción de la energía de una central hidro como Alto Maipo resultaría equivalente al de una central termoeléctrica a carbón, dado que para éstas se obtiene un costo de energía asociado a la inversión menor (del orden de 
US$ 30 /MWh), pero que al sumar el costo variable de combustible totaliza un costo de energía del orden de US$ 70 /MWh”, explica el consultor.

En todo caso, los números de Alto Maipo no son de preocupar, pues producir hoy electricidad con petróleo o con GNL -que actualmente está a precios de petróleo, dice el consultor-, sube esas cifras por encima de los US$ 180 /MWh; mientras que para las tecnologías renovables como la eólica y solar, sus cifras están entre US$ 100 y US$ 120 /MWh. “Y para los que basan sus esperanzas en el GNL ello depende del éxito de las negociaciones de Endesa con British Gas y de los del norte con Suez, las que hasta el momento no se ven muy auspiciosas”, cuenta el experto.

Fuente: Diario Financiero

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Aprobación de Punta Alcalde dará certeza de suministro eléctrico a proyectos mineros atrasados

Fuente: Diario Financiero

Por votación unánime, el Comité de Ministros decidió ayer revertir la decisión de la Corema de la Región de Atacama y dar luz verde a la central termoeléctrica de Endesa Punta Alcalde, de 740 MW de capacidad y que demandará una inversión de unos US$ 1.400 millones. De paso, la central podría dar certeza de suministro eléctrico a un 75% de los proyectos mineros hoy parados, que en total demandaría unos 1.500 MW hacia el 2020.

En todo caso, el Comité decidió imponer ciertas exigencias a la central, con el fin de garantizar que “la calidad del aire del Valle de Huasco no empeore”, dijo el subsecretario de Medio Ambiente, Ricardo Irarrázabal. Esto se lograría, explicó, con un compromiso de Endesa durante el proceso en que estuvo en el Comité de invertir “en precipitador electroestático en una de las chimeneas de CMP, de CAP”, añadió, explicando que esto es condición para la puesta en marcha de la central.

Jorge Bunster, ministro de Energía señaló que “es una buena noticia. Miramos con mucha detención y muy concienzudamente la decisión que hemos tomado como comité”. Endesa, por su parte, comunicó que este compromiso, que condiciona a Punta Alcalde, “permitirá no sólo asegurar la reducción total de la emisión equivalente del proyecto (…), sino también generar un mayor efecto en la mejora de la calidad del aire de la localidad de Huasco dada la ubicación y características de la fuente emisora. Además, Endesa Chile comprometió el cierre de operación de las turbinas de petróleo diesel (Central Huasco, que posee 64 MW de capacidad) ubicadas en la ciudad de Huasco una vez que entre en operación el proyecto Punta Alcalde”.La firma dijo que ésta y otras medidas, demandarán una inversión adicional de US$ 40 millones.

Con la aprobación, ahora Endesa podrá avanzar en los estudios de ingeniería en detalle, lo que luego serviría de base para los contratos principales, indican conocedores del proyecto. Un 70% de la línea pasaría en paralelo por los actuales líneas de transmisión de la Central Guacolda hasta la Subestación Maitencillo. El restante 30% pasaría paralelo a la Ruta C-480. El Estudio de Impacto Ambiental (EIA), sería presentado a partir de abril de 2013.

Con todo, el alcalde de Huasco, Rodrigo Loyola, indicó que acudirán a la justicia para tratar de revertir la medida.


Quiénes ganan


Entre los proyectos mineros que aparecen beneficiados están: Relincho que requerirá 200 MW al 2017, Cerro Casale con 158 MW al 2020, Caserones 153 MW al 2014 y Pascua Lama otros 130 MW, sin considerar El Morro y otros complejos menores. Además, indican que Punta Alcalde permitiría tener precios de electricidad hasta un 25% más baratos que el de generar con GNL, señalan consultores. Esto principalmente porque, a pesar de que existe abundancia de shale gas en EE.UU. y se espera que se comience a exportar, éste no llegaría a menos de US$ 12/millón de BTU, recién a partir de 2018, mientras que para ser competitivo con el carbón, se necesitaría que llegue en torno a US$ 8/millón de BTU, dice un ejecutivo del sector.

Según la consultora María Isabel González, Punta Alcalde “podría ser una alternativa de suministro para tiempos de sequía y enviar energía al sur” y agrega que otro “beneficio es que ayudaría a bajar los costos marginales al depender menos de diésel en el sistema”.

El director ejecutivo del SEA, Ignacio Toro, agregó que con las exigencia la calidad del aire mejorará, y enfatizó que “si el proyecto no se pudiera hacer con decisión judicial, el aire quedaría peor de lo que quedaría con el proyecto implementado”.

Esto, explicó, pues la medida que se exige sacará un cantidad de equivalente de emisiones de lo que produciría Punta Alcalde desde otro proyecto, en este caso la planta de pellets de CMP, que está mucho más cerca de la población.

Además, dijo Toro, se puso otra exigencia al proyecto que consiste en que “la toma de agua tiene mayor profundidad que genera mayor impacto”.


El proceso


Punta Alcalde se presentó al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental en 2009, teniendo varios traspiés en el caminos. El proyecto entró en tierra derecha en su evaluación en marzo de este año, cuando Endesa presentó la tercera Adenda, tras lo cual vino un Informe de Correcciones (Icsara) y una nueva Adenda. Finalmente, el 25 de junio, la Conama de la Región de Atacama decidió rechazar el proyecto.

Endesa respondió el 10 de agosto con una reclamación ante el Comité de Ministros, formado por ministro del Medio Ambiente, que lo preside; cuya titular, María Ignacia Benítez, se inhabilitó porque participó en el Estudio de Impacto Ambiental en el inicio del proyecto de Endesa. Además se encuentran los ministros de Salud; de Economía, Fomento y Turismo; de Agricultura; de Energía y de Minería.


La tecnología del proyecto


Además de la exigencia que hizo el Comité, basado en un compromiso anterior de la empresa, Endesa asumió el compromiso voluntario de establecer un nivel máximo de emisión de MP de 27 mg/Nm3, lo que significa un 10% menor a lo exigido por la actual Norma de Emisiones.

Sin embargo, uno de los puntos que más se destaca del Punta Alcalde es que será la primera central termoeléctrica de América Latina en implementar domos para cubrir las dos canchas que se utilizarán para el acopio del carbón. Sumado a esto, utilizará un sistema de filtros para el abatimiento de material particulado, además de instalar un sistema húmedo de desulfurización para reducir las emisiones de Dióxido de Azufre (SO2). Además, una vez operativa, Punta Alcalde contará con cuatro sistemas de vigilancia y monitoreo ambiental, transformándose en la central con mayor vigilancia ambiental de Chile.

De esta forma, cuando Punta Alcalde opere será una de las centrales más eficientes del sistema eléctrico chileno, con una capacidad de generación equivalente al 12% SIC.

Fuente: Diario Financiero

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